Algunos mercados eléctricos europeos alcanzaron en mayo los precios más altos desde al menos 2019.
Los precios de los mercados eléctricos europeos subieron en mayo alcanzando valores que en los mercados ibérico, italiano y de los Países Bajos representan el mayor promedio mensual desde al menos 2019. Los precios de los futuros de electricidad también subieron de forma generalizada. Estas subidas se produjeron como consecuencia del aumento de los precios del gas y el CO2, los cuales alcanzaron máximos históricos, y a pesar de que la producción eólica y solar aumentó en casi todos los mercados.
Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica
La producción solar aumentó en la mayoría de los mercados europeos analizados en AleaSoft durante el mes de mayo en comparación con el mes precedente, un comportamiento que está en correspondencia con el aumento de la radiación y de las horas de sol. En el caso de mayo se utilizaron datos provisionales para el último día del mes. El mayor incremento en la producción se registró en el mercado español y fue de un 55%. En el mercado portugués la producción aumentó un 37% mientras que en el mercado italiano y en el mercado alemán el incremento fue del 15% y el 3,9% respectivamente. En el mercado francés la variación fue inferior al 1,0%.
En la comparación con el mes de mayo de 2020, la producción solar creció un 35% en la península ibérica y un 5,6% en el mercado italiano. Por el contrario se registró una reducción de la producción del 5,3% y del 3,4% en los mercados de Alemania y Francia.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA. Datos provisionales para mayo de 2021.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.
En el caso de la producción eólica, durante el mes de mayo de 2021 fue superior a la del mes de abril de 2021 en todos los mercados analizados en AleaSoft. Se destaca el incremento del 64% en el mercado portugués, mientras que en el resto de los mercados estuvo entre el 2,2% de Alemania y el 27% de Francia.
Comparando la producción de mayo de 2021 con la de mayo de 2020, también se destaca el incremento del 58% en el mercado portugués así como el del 43% en el mercado francés. En el resto de los mercados los incrementos estuvieron entre el 12% de Italia y el 31% de Alemania.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA. Datos provisionales para mayo de 2021.
Demanda eléctrica
Durante el mes de mayo la demanda eléctrica registró variaciones interanuales elevadas, con incrementos de hasta un 22% en el mercado de Gran Bretaña, teniendo en cuenta los datos provisionales de mayo analizados por AleaSoft. De forma similar al comportamiento del mes de abril, la causa fundamental de esta subida generalizada fue la disminución de la demanda durante mayo de 2020 producto de la pandemia de la COVID?19. Las temperaturas medias continuaron decreciendo en toda Europa en mayo respecto al mismo mes del año anterior, manteniendo la tendencia decreciente de 2021.
Comparando el mes de mayo de 2021 con el mes anterior, la mayoría de mercados de Europa registraron caídas. Resaltan las disminuciones en Francia y Bélgica, que fueron del 11% y 6,0%, según datos provisionales. Por otra parte, en Portugal hubo un ligero incremento del 1,7%. Las temperaturas ascienden a medida que se acerca el verano, como es de esperar, y en mayo se registraron ascensos en todas las regiones, con subidas superiores a 4,7 °C en Italia y Alemania, según datos provisionales.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA. Datos provisionales para mayo de 2021.
Mercados eléctricos europeos
En el mes de mayo de 2021, el precio promedio mensual estuvo por encima de los 50 €/MWh en casi todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. La excepción fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos, con un promedio de 44,28 €/MWh. En cambio, el precio promedio mensual más elevado, de 87,40 €/MWh fue el del mercado N2EX del Reino Unido, seguido por el del mercado IPEX de Italia, de 69,91 €/MWh. Este valor es el promedio mensual más elevado registrado en el mercado italiano desde octubre de 2018. En el resto de los mercados, los promedios estuvieron entre los 54,53 €/MWh del mercado EPEX SPOT de Alemania y los 67,12 €/MWh del mercado MIBEL de España y Portugal. En el caso del mercado MIBEL, este promedio fue el más elevado desde septiembre de 2018 y en los Países Bajos el promedio de 56,13 €/MWh fue el mayor desde enero de 2019.
En comparación con el mes de abril de 2021, en mayo los precios promedio subieron en la mayoría de los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft. Las excepciones fueron los mercados de Francia y Bélgica, con descensos del 12% y el 2,4% respectivamente. Por otra parte, las mayores subidas de precios, del 17% y el 12%, se registraron en los mercados Nord Pool y N2EX respectivamente. El resto de los mercados tuvieron aumentos de precios entre el 0,2% del mercado alemán y el 4,3% del mercado de los Países Bajos.
Si se comparan los precios promedio del mes de mayo con los registrados en el mismo mes de 2020, hubo incrementos de precios significativos en todos los mercados. La mayor subida de precios fue la del mercado Nord Pool, del 431%. En el resto de los mercados, los incrementos de precios estuvieron entre el 191% del mercado alemán y el 261% del mercado belga.
Por otra parte, en el mes de mayo se alcanzaron precios horarios negativos en diversos mercados eléctricos europeos. Los mercados de Bélgica, Francia y los Países Bajos alcanzaron sus precios horarios más bajos, de ?66,18 €/MWh, el día 9 de mayo, los cuales fueron los más bajos en estos mercados desde abril de 2020. En el caso del mercado alemán, el precio horario mínimo, de ?69,00 €/MWh, se alcanzó el día 22 de mayo y fue el precio más bajo desde mayo de 2020 en este mercado.
En el caso del mercado MIBEL, los precios fueron inferiores a 1 €/MWh los días 8 y 9 de mayo en España y el día 9 de mayo en Portugal. El precio horario mínimo, de 0,01 €/MWh, se alcanzó el domingo 9 de mayo tanto en el mercado español como en el portugués. En el caso del mercado MIBEL de España, este precio fue el más bajo desde marzo de 2014.
En el mes de mayo, pese al incremento generalizado de la producción eólica en Europa y de la producción solar en la península ibérica e Italia, la tendencia ascendente de los precios del gas y del CO2 favoreció los incrementos de los precios en los mercados eléctricos europeos tanto respecto al mes anterior como respecto a mayo de 2020. Al comparar con el mes de mayo de 2020, la recuperación de la demanda en Europa también ejerció su influencia al alza sobre los precios de la electricidad.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool y GME.
Futuros de electricidad
Los precios de los futuros de electricidad para el siguiente trimestre registraron un comportamiento al alza generalizado en todos los mercados europeos analizados en AleaSoft, si se comparan los precios de cierre de las sesiones del 28 de mayo y del 3 de mayo. El mayor incremento porcentual se alcanzó en el mercado ICE de la región nórdica, el cual fue de un 26%, mientras que los futuros de la misma región en el mercado NASDAQ subieron un 21%. En el resto de los mercados el aumento de precios estuvo entre el 3,4% del mercado EEX de Italia y el 11% de los mercados OMIP y EEX de España y Portugal.
En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el próximo año 2022, el comportamiento fue igualmente al alza. En este caso, nuevamente, los mayores incrementos porcentuales se registraron en los mercados ICE y NASDAQ de la región nórdica, del 7,5% y 6,8% respectivamente. En general los incrementos fueron superiores al 3,5% registrado en el mercado ICE de Bélgica.
Brent, combustibles y CO2
Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para julio de 2021 en el mercado ICE se mantuvieron en mayo por encima de los 65 $/bbl. El precio de cierre mínimo mensual, de 65,11 $/bbl, se registró el 20 de mayo. En la tercera semana de mayo, los precios descendieron influenciados por el incremento en las reservas de Estados Unidos. El temor a la sobreoferta favorecido por el avance en las negociaciones sobre la política nuclear iraní, que podrían finalizar en un levantamiento de las sanciones a las exportaciones de petróleo del país, también ejercieron su influencia a la baja en la evolución de los precios. Sin embargo, durante los últimos días del mes los precios se recuperaron y el precio de cierre máximo mensual, de 69,63 $/bbl, se alcanzó a final de mes, el viernes 28 de mayo. Este precio fue el más alto de los últimos dos años.
Por otra parte, el precio promedio mensual fue de 68,26 $/bbl. Este valor es un 4,5% superior al alcanzado por los futuros para el mes M+2 en abril de 2021, de 65,33 $/bbl. También es un 111% mayor al correspondiente a los futuros de M+2 negociados en mayo de 2020, de 32,41 $/bbl.
En el mes de mayo, la grave situación de la pandemia de COVID?19 en la India causó preocupación por su posible influencia sobre la evolución de la demanda. Sin embargo, el avance en las vacunaciones y el incremento de la movilidad en Estados Unidos y Europa ejerció su influencia al alza sobre la evolución de los precios.
En los próximos días, se espera que el resultado de la próxima reunión de la OPEP+ del martes 1 de junio en la que se revisará su la estrategia de producción ejerza influencia en la evolución de los precios.
En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de junio de 2021, alcanzaron su precio de cierre máximo mensual, de 26,83 €/MWh, el viernes 14 de mayo. Este precio fue el más alto de los últimos dos años. Sin embargo, el día 19 los precios descendieron hasta registrar el precio de cierre mínimo mensual, de 22,66 €/MWh. Posteriormente, los precios volvieron a aumentar y los últimos días del mes se registraron precios superiores a 25 €/MWh.
Por lo que respecta al valor promedio registrado durante el mes de mayo, este fue de 25,04 €/MWh. En comparación con el de los futuros para el mes M+1 negociados en el mes de abril de 2021, de 20,25 €/MWh, el promedio aumentó un 24%. Si se compara con los futuros de M+1 negociados en el mes de mayo de 2020, cuando el precio promedio fue de 4,96 €/MWh, hubo una subida del 405%.
El anuncio de Rusia de frenar el envío de gas a Europa a través de Ucrania es una de las causas de los incrementos de los precios del gas. También durante la primera mitad del mes, la alta demanda de gas en Asia y las temperaturas inferiores a lo normal contribuyeron a los aumentos de precios. Además, los niveles bajos de las reservas y el descenso del flujo de gas desde Noruega debido a operaciones de mantenimiento, así como la evolución de los precios del CO2 también influenciaron la evolución de los precios en el mes de mayo.
En junio, la situación de niveles bajos de las reservas y las operaciones de mantenimiento que seguirán realizándose continuarán favoreciendo los ascensos de precios.
En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2021, el día 4 de mayo registraron el precio de cierre mínimo mensual, de 48,61 €/t. Los precios aumentaron durante la primera mitad de mayo alcanzándose el viernes 14 el precio de cierre máximo mensual, de 56,65 €/t, un valor que también es el máximo histórico para este producto hasta el momento. Pero en la segunda mitad del mes los precios disminuyeron. La evolución de los precios estuvo influenciada por la primera subasta de derechos de emisión británicos realizada en la segunda mitad de mayo.
Por otra parte, el precio promedio en mayo, hasta el día 28, fue de 52,29 €/t, un 15% mayor al del mes de abril de 2021, de 45,33 €/t. Si se compara con el promedio del mes de mayo de 2020 para el contrato de referencia de diciembre de ese año, de 20,10 €/t, el promedio de mayo de 2021 fue un 160% superior.
Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX. Datos provisionales para mayo de 2021.
Los PPA y su importancia para los grandes consumidores
El próximo 10 de junio en AleaSoft se realizará el webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Los PPA y su importancia para los grandes consumidores. Visión de futuro”. Una de las temáticas que se analizará en esta ocasión es la importancia de los PPA para los grandes consumidores y electrointensivos como parte de una estrategia de compra de energía basada en la diversificación, que les permita mitigar el riesgo de precios de mercado, sobre todo en períodos de precios altos como los de los últimos meses, y cómo el aval del Estado en los PPA de consumidores electrointensivos puede representar una oportunidad para las renovables. Además, se hablará de la visión de futuro de AleaSoft sobre la descarbonización de la industria y sobre el papel que tendrá el hidrógeno verde y se realizará el habitual análisis de la evolución de los mercados de energía europeos. Durante la mesa de análisis se contará con la participación de Fernando Soto, Director General de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE) que acompañará a los tres ponentes de AleaSoft: Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling, Antonio Delgado Rigal, CEO y Alejandro Delgado, CTO.
Este webinar es la segunda parte del realizado el pasado 13 de mayo, en el que además de los temas habituales de estos encuentros mensuales, se analizó la importancia de las previsiones de precios de mercados de energía en el desarrollo de las energías renovables y se expuso la visión de futuro sobre la descarbonización del sector transporte.
